Combustibles líquidos: un sistema frágil en Colombia

Además de la pérdida de autosuficiencia en gas natural y del déficit creciente en energía eléctrica, a Colombia se le abre otro frente para atender su soberanía energética: evitar que sigan creciendo las importaciones de combustibles líquidos y de petróleo para cargar refinerías.

“Tenemos un sistema frágil. Tenemos demanda creciente en la mayoría de los segmentos: gasolinas, diésel y jet, pero no tenemos un conjunto de políticas públicas que garanticen el abastecimiento y la confiabilidad del sector hacia adelante”, sostuvo Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), durante la presentación del Informe ‘Combustibles Líquidos: pilar de la seguridad energética’.

Pearl señaló que el resultado de las políticas del gobierno Petro es que Colombia tiene hoy insuficiencia energética, con contratos de exploración y producción paralizados y con un déficit de gas natural, que ha obligado al país a aumentar las importaciones.

“Además, es claro que no solamente tendremos que aumentar las importaciones de gasolina, que están en 43%, sino que tendremos que importar petróleo para alimentar las refinerías. Eso pone en peligro la actividad de los hogares. A eso se le suma que necesitamos que el Estado tome control del territorio, porque tenemos más de 580 atentados a los oleoductos, hay cerca de 500 válvulas ilícitas y cerca de 300 bloqueos al año a las operaciones”, dijo Pearl.

Añadió que a todo eso se le suma una carencia de almacenamiento estratégico de combustibles, lo que lleva a tener inventarios para pocos días, que pone en riesgo el abastecimiento a nivel nacional.

“Por eso, nuestra propuesta para el gobierno que entra es tener una política de Estado de largo plazo para el sector de hidrocarburos. Esto incluye petróleo, gas y distribución de combustibles líquidos, para volver a traer inversión al sector, para resolver los temas de tarifas de transporte, infraestructura, y tener un centro de operaciones que coordine y asegure el abastecimiento y la distribución a nivel nacional”, dijo.

Y es que, hacia 2030, se estima que la demanda de combustibles siga creciendo, aun ritmo de 1,3% en diésel, 1,5% en gasolinas y 3% en jet fuel. Y aunque en jet y diésel Colombia es autosuficiente, en gasolinas ya se importa el 43% de la demanda, pero a partir de 2027 se comenzaría a importar jet y desde 2029, diésel.

A eso se agrega que, si no se reactiva la actividad exploratoria, hacia 2030 el país tendría que importar crudo para cargar las refinerías, en un país donde el 96% del parque automotor se mueve con combustibles líquidos.

Propuestas al nuevo gobierno

El Informe plantea cuatro grandes bloques de propuestas para el entrante gobierno de Abelardo de La Espriella, para fortalecer el abastecimiento y asegurar la confiabilidad.

Dado que los déficits están creciendo, el primer bloque se dirige a tener una estrategia de importación e internación de combustibles, con reglas claras para el manejo del FEPC, habilitar la producción de Jet A por parte de Ecopetrol, que tendría un precio más competitivo y mayores cantidades, y crear el Centro Nacional de Operación.

En el bloque de operación de los agentes, la ACP recomienda una gestión oportuna de la conflictividad; remuneración orientada al libre mercado; reducción de tiempos en trámites tanto para nuevas estaciones de servicio como para los proyectos del Plan Indicativo de Combustibles Líquidos, y reducción de subsidios e igualarlos para quitarle presión al FEPC.

En el ámbito de los almacenamientos estratégicos, definir su operatividad, administración y remuneración, y darle prioridad en la construcción.

Finalmente, para impulsar la transición energética, sugieren incrementar la mezcla de etanol al 15% y hacer los mismo con el diésel de manera voluntarias con mezclas al 20%, y desarrollar el combustible SAF para aviación.

Colombia construirá su primer distrito energético que integra energías renovables

El primer distrito energético de Colombia que integra energía renovable se construirá en Cartagena, en el Hotel Las Américas; producirá 550 toneladas de refrigeración y representará una disminución de aproximadamente 300 toneladas de CO2 al año.

El Programa Distritos Energéticos Colombia (GEDP Colombia) anunció que la empresa E2 Energía Eficiente y el Hotel Las Américas de Cartagena, fueron los ganadores de la convocatoria nacional para desarrollar el primer proyecto demostrativo de integración de energías renovables en un distrito energético en el país, proyecto que se espera entre en operación a mediados de 2027.

En total, cuatro empresas postularon proyectos para esta convocatoria que fue lanzada por GEDP Colombia en marzo de 2026 y que hace parte de la fase 3 del programa.

El proyecto ganador recibirá apoyo económico destinado a la adquisición y contratación de bienes y servicios especializados necesarios para la implementación del distrito energético.

Además, contará con acompañamiento técnico e institucional de GEDP Colombia durante todas las etapas de ejecución, seguimiento permanente al desarrollo del proyecto y articulación con actores nacionales e internacionales para garantizar su implementación y convertirlo en un caso demostrativo.

“Seguimos trabajando en la promoción del mercado de los distritos energéticos en el país, especialmente con esta convocatoria que buscó la integración de energías renovables para seguir aportando a la transición energética de Colombia. Para la selección de este proyecto, nuestro comité evaluador analizó criterios técnicos, ambientales, económicos, de innovación y el potencial de reducción de emisiones, eficiencia energética e integración de energías renovables de cada propuesta, donde el proyecto de E2 Energía Eficiente y Hotel Las Américas fue el que mejor desempeño tuvo”, aseguró Angélica Antolinez, coordinadora Nacional de GEDP Colombia

La empresa E2 Energía Eficiente iniciará la construcción del distrito energético del Hotel Las Américas en el segundo semestre de 2026, y se espera que esté plenamente operativo entre mayo y julio del próximo año.

Este distrito tendrá capacidad para producir hasta 550 toneladas de refrigeración, integrará energía solar como uno de sus energéticos primarios, reducirá la emisión de cerca de 312 toneladas de CO2 al año y proyecta operarse inicialmente hasta por 30 años.

Sobre el programa GEDP Colombia

El Programa de Distritos Energéticos Colombia (GEDP Colombia) fue creado en 2013 bajo el nombre de Distritos Térmicos Colombia, como una iniciativa interinstitucional para impulsar la adopción de estos modelos de climatización a gran escala en el país.

Su éxito ha consolidado al país como un referente internacional en proyectos de este tipo y promovió en 2024-2025 la creación del Programa Global de Distritos Energéticos, que tiene como objetivo aprovechar la experiencia, el conocimiento y las lecciones aprendidas en Colombia para apoyar a otras economías emergentes y países en desarrollo en la creación o aceleración de mercados y modelos de distritos energéticos.

La fase 3 de GEDP Colombia, que está proyectada hasta finales de 2027, busca consolidar a los distritos energéticos como la mejor solución para brindar climatización de manera sostenible en edificios, complejos industriales y urbanizaciones en el país, incorporando para ello el uso de energías renovables.

Gas: dos proyectos de importación por Puerto Bahía

Puerto Bahía, ubicado en la bahía de Cartagena, busca consolidarse como el principal puerto de importación de moléculas de gas natural licuado (GNL) y gas licuado del petróleo (GLP).

El puerto, que en su momento tuvo una inversión de 650 millones de dólares, tiene las capacidades y la infraestructura para habilitar una terminal de regasificación en muy corto tiempo, su proyecto energético más ambicioso.

De acuerdo con Orlando Cabrales, CEO de Frontera Energy, propietaria del puerto, el proyecto de regasificación ya tiene contratada la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés) con una capacidad de 500 millones de pies cúbicos y estaría en operación en febrero de 2027.

Por el momento Frontera tiene un contrato con Ecopetrol para la importación de 126 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), por lo que la compañía está buscando nuevos clientes para cubrir la capacidad del buque.

Además, Cabrales señaló que Promigas les aprobó la conexión al Sistema Nacional de Transporte (SNT) en la estación Mamonal, con una capacidad para recibir hasta 400 MPCD, algo así como la mitad del consumo nacional de gas.

Agregó que el puerto ya está conectado con una tubería de 8 kilómetros a la Refinería de Cartagena, que sería el destino del gas importado por Ecopetrol, y desde esta tubería a Mamonal hay una distancia de 300 metros que están construyendo actualmente.

GLP refrigerado

El otro gran proyecto de importación es el de propano con la firma Gasco. Desde marzo de 2026 Frontera viene importando GLP a través de un sistema de barcazas que descargan directamente en los carrotanques.

Por el momento importan unas 3.500 toneladas al mes, pero la capacidad podría llegar hasta 10.00 toneladas mensuales.

Para una segunda etapa, Cabrales dijo que la idea es construir un tanque refrigerado con una capacidad de almacenamiento de 30.000 toneladas, que sería el más grande construido en Colombia.

“Esto nos va a permitir traer barcos más grandes y poder tener un almacenamiento estratégico en el puerto. No habría un tanque de esas dimensiones en Colombia. El de Puerto Bahía sería el primero, pero todavía estamos discutiendo con Gasco para priorizar esa segunda fase”, concluyó Cabrales.

El almacenamiento energético se posiciona como una solución en Latam

La entrada de la regulación, anunciada por el Gobierno Nacional, que incorpora los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) al Sistema Interconectado Nacional (SIN) es una medida que permitirá almacenar la energía producida por fuentes renovables para utilizarla cuando más se necesite.

El nombramiento de María Nohemí Arboleda como nueva ministra de Minas y Energía genera expectativas frente a la agilización de proyectos de generación eléctrica incluyendo energías renovables. En este contexto, tecnologías como el almacenamiento de energía mediante baterías cobran un papel cada vez más relevante, al convertirse en una alternativa para fortalecer la estabilidad de la red, mejorar la resiliencia de sectores estratégicos y acelerar la modernización de la infraestructura energética nacional.

Los desafíos que acompañan esta nueva etapa del sector energético evidencian la necesidad de que las empresas con alto consumo de energía adopten soluciones que les permitan anticiparse a posibles presiones sobre el sistema eléctrico.

En ese sentido, aliados estratégicos como Caban Energy impulsan soluciones integradas de almacenamiento energético y generación de energía solar que fortalecen la continuidad operativa, mejoran la eficiencia energética, optimizan los costos de consumo y contribuyen a una infraestructura preparada para los retos del futuro.

Dependiendo de las necesidades energéticas de cada empresa, estas soluciones pueden operar bajo esquemas On-Grid u Off-Grid. En configuraciones On-Grid, los sistemas solares y de almacenamiento trabajan de manera complementaria con la red eléctrica, permitiendo cubrir desde una parte significativa hasta la totalidad de la demanda energética del cliente en determinados periodos.

Por su parte, los sistemas Off-Grid permiten que la generación solar y el almacenamiento suministran el 100% de la energía requerida sin depender de la red eléctrica, una alternativa especialmente valiosa para operaciones ubicadas en zonas remotas o para organizaciones que buscan máxima autonomía energética.

Gracias a esta combinación de tecnologías, las empresas pueden alcanzar ahorros energéticos significativos y, en determinados casos, cercanos al 100% de su consumo proveniente de la red, al tiempo que fortalecen su capacidad de respuesta ante interrupciones o fluctuaciones del sistema eléctrico.

Caban Energy impulsa soluciones de infraestructura energética inteligente en Colombia y Latinoamérica orientadas a fortalecer la continuidad operativa de sectores estratégicos en el país.

 A través de sus modelos Energy as a Service (EaaS) y Battery as a Service (BaaS), Caban Energy facilita a las empresas el acceso a infraestructura energética inteligente, integrando sistemas de almacenamiento mediante baterías y generación solar sin necesidad de inversión inicial.

Estas soluciones fortalecen la continuidad operativa de sectores estratégicos como hospitales, telecomunicaciones, centros de datos e industrias, al tiempo que optimizan costos, incrementan la resiliencia energética y aceleran la transición hacia un modelo más sostenible.

Además de responder a las necesidades actuales del sistema eléctrico, el almacenamiento energético se perfila como una herramienta clave para transformar la forma en que Colombia gestiona y distribuye la energía en el futuro.

Frente a los desafíos que enfrenta el país en materia de abastecimiento energético, fortalecer alternativas que complementen la infraestructura tradicional será fundamental para garantizar mayor estabilidad, eficiencia y continuidad operativa en sectores estratégicos.

Ante el posible racionamiento a finales de 2026 y principios del 2027, este tipo de soluciones cobran aún más relevancia, impulsando la necesidad de que empresas e industrias adopten medidas preventivas antes de que el sistema eléctrico enfrente mayores niveles de presión. 

“Hoy más que nunca es necesario que Colombia fortalezca sus alternativas energéticas y avance hacia modelos más inteligentes que permitan anticiparse a posibles escenarios de presión sobre la red eléctrica. Desde Caban Energy trabajamos para brindar soluciones que ayuden a las empresas a garantizar su continuidad operativa, especialmente en sectores con alta demanda energética, mientras impulsamos una infraestructura más preparada, eficiente y sostenible para el futuro de Colombia”, afirmó Alexandra Rasch, CEO y fundadora de Caban Energy. 

El crecimiento del almacenamiento energético en América Latina continúa posicionándose como una de las principales respuestas frente a los desafíos energéticos, impulsando nuevas inversiones y una mayor adopción de tecnologías enfocadas en sostenibilidad.

El nuevo liderazgo del Ministerio de Minas y Energía se enfrentará con el desafío de fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano y acelerar la modernización de su infraestructura energética.

Frente a este reto, el almacenamiento energético y la integración de modelos más sostenibles se posicionan como herramientas clave para complementar la generación tradicional, fortalecer la capacidad de respuesta del sistema y brindar a las empresas alternativas que les permitan garantizar su continuidad operativa ante escenarios de mayor presión energética.

Enel Colombia designó a Bruno Riga como su nuevo gerente general

La Junta Directiva de Enel Colombia designó a Bruno Riga como gerente General de Enel Colombia a partir del 20 de agosto de 2026. Asimismo, la Junta agradeció a Francesco Bertoli por su contribución a Colombia.

Bruno Riga es ingeniero aeronáutico de la Universidad de Pisa y cuenta con más de 20 años de trayectoria en el Grupo Enel, donde ha ocupado posiciones directivas en Europa y América Latina.

A lo largo de su carrera ha liderado operaciones y negocios de generación convencional y renovable en mercados como Italia, España, Colombia, Centroamérica, Brasil y México. En Colombia fue responsable de la flota de generación y gerente general de Enel Emgesa; posteriormente, dirigió Enel en Centroamérica así como Enel Green Power en Brasil y, desde 2025, se desempeña como Country Manager de Enel México.

Su experiencia incluye el desarrollo de infraestructura energética y la ejecución de proyectos estratégicos orientados a fortalecer la eficiencia, la confiabilidad y la transición hacia sistemas energéticos más limpios y resilientes.

Con el nombramiento de Bruno Riga, Enel Colombia reafirma su compromiso con un crecimiento sostenible, apoyándose en competencias directivas de alcance global y consolidando la creación de valor en el sector eléctrico.

Enel Colombia supera 1 GW de capacidad solar

Enel Colombia se consolidó como el principal generador fotovoltaico del país, con seis parques solares, entre ellos, Guayepo I y II con 370 MWac, el más grande del país.

Enel Colombia superó la barrera de 1 GW de capacidad solar instalada en corriente alterna, un hito que la consolida como el mayor generador fotovoltaico de Colombia.

El logro llega en un semestre en el que la compañía también fortaleció su papel en la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional y avanzó en la modernización de la red eléctrica de Bogotá y Cundinamarca, justo cuando el país enfrenta el inicio del fenómeno de El Niño y una mayor exigencia sobre el sistema eléctrico.

La compañía está respaldada por un portafolio diversificado de generación hidráulica, solar y térmica capaz de responder en los momentos más críticos del sistema.

En paralelo, ante la llegada del Fenómeno de El Niño, la compañía intensificó el monitoreo del recurso hídrico, los mantenimientos preventivos de sus centrales y las intervenciones sobre la red de distribución, para preservar la disponibilidad de sus activos y la continuidad del servicio.

Estos avances estuvieron acompañados de inversiones por 735.653 millones de pesos y por una evolución favorable de los principales indicadores financieros.

Al cierre de junio, Enel Colombia registró un EBITDA consolidado de 4,08 billones de pesos, un crecimiento del 9,6% frente al mismo período de 2025, y una utilidad neta de 1,85 billones de pesos, superior en 13,9%, resultado de la disciplina en la ejecución de su estrategia.

Generación: mayor capacidad renovable y respaldo para la confiabilidad

Durante el semestre, la compañía fortaleció su contribución a la confiabilidad energética del país al obtener una asignación cercana a 10,8 TWh-año en la subasta de Cargo por Confiabilidad realizada en mayo, equivalente a aproximadamente el 21% del total de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) adjudicadas para el período comprendido entre diciembre de 2029 y noviembre de 2030.

En generación solar, la energización progresiva de los 34 subcampos del parque solar Atlántico, actualmente en período de pruebas, permitió a la compañía superar 1GW de capacidad instalada en corriente alterna.

Con seis parques solares de gran escala, cinco de ellos en operación comercial, Enel Colombia representa alrededor del 47% de la capacidad solar instalada y en operación del país.

El portafolio lo integran los parques solares El Paso (68 MWac), La Loma (150 MWac), Fundación (100 MWac), Guayepo I&II (370 MWac), Guayepo III (200 MWac) y Atlántico (180 MWac), con capacidad para atender a más de 4,2 millones de personas.

En Centroamérica, la compañía completó la repotenciación de la Central Hidroeléctrica El Canadá, en Guatemala, una intervención que permitirá incrementar su producción y mejorar el aprovechamiento de un activo renovable estratégico para atender la demanda del país y de sus clientes.

Distribución: infraestructura para el crecimiento

En el marco del programa Enel Corazón de Bogotá y Cundinamarca (donde se adelantan mantenimientos a la infraestructura y trabajos intensivos en las redes eléctricas), durante el primer semestre de 2026 Enel Colombia ejecutó 102 intervenciones preventivas en 38 municipios y zonas de Bogotá y Cundinamarca, con una inversión superior a 11.200 millones de pesos.

Estas acciones, que combinaron trabajos de modernización de la infraestructura eléctrica y gestión forestal, estuvieron orientadas a fortalecer la resiliencia de la red, reducir el riesgo de interrupciones y asegurar la continuidad y confiabilidad del servicio ante los desafíos climáticos.

En línea con el Plan de Expansión Bogotá–Región 2030, Enel Colombia inició la construcción de la Subestación Intexzona, ubicada en el municipio de Cota, que contará con una inversión superior a los 70.000 millones de pesos y una capacidad instalada de 166 MVA, orientada a atender el crecimiento de parques industriales, centros de datos y nuevos usuarios comerciales de la Sabana Occidente.

Paralelamente, con una inversión cercana a los 75.000 millones de pesos, Enel Colombia avanzó en la ampliación de la Subestación Nueva Esperanza, ubicada en el municipio de Soacha, que, a la fecha, completa 90% de ejecución.

El proyecto consiste en el montaje de tres transformadores de última generación, de 120 toneladas cada uno, que duplicarán la capacidad de la Subestación, pasando de 450 a 900 MVA. Esta ampliación es clave para garantizar la estabilidad y la confiabilidad en el suministro de energía, y para el desarrollo residencial e industrial del sur de Bogotá y el centro-oriente de Colombia.

La compañía también avanzó en la modernización de las subestaciones Cayundá y Tocaima, y finalizó la ampliación de la Subestación Paratebueno, que triplicó su capacidad instalada. 

Como parte de su estrategia de electrificación, Enel Colombia modernizó la estación de recarga para vehículos eléctricos de Unicentro, en Bogotá, transformándola en un punto de carga rápida con capacidad para atender hasta diez vehículos simultáneamente.

Energía e infraestructura que transforman territorios

A través del mecanismo de Obras por Impuestos, Enel Colombia inició la instalación de soluciones solares individuales para beneficiar a 106 familias rurales de difícil acceso en Paratebueno, Cundinamarca. Con una inversión superior a 3.000 millones de pesos, llevará energía sostenible a hogares que hasta ahora no contaban con el servicio.

También, como parte de su compromiso con el desarrollo de los territorios, Enel Colombia participa, junto con Bavaria y Parex Resources, en un proyecto de Obras por Impuestos que destinará más de $40.400 millones al mejoramiento de un corredor vial en la región del Guavio, beneficiando a más de 16.000 habitantes de los municipios de Medina, Ubalá y Gachalá.

Además, se realizaron otros aportes de inversión social en los territorios donde la compañía opera, como mejoramientos de infraestructura comunitaria, mejora de vías, construcción de placas huella, fortalecimiento de espacios comunales, contratación de mano de obras y servicios locales.

Asimismo, la compañía destinó 22.491 millones de pesos para financiar la rehabilitación de 5,3 kilómetros de la vía que comunica la Ruta 45 con el centro poblado Guacamayas, en Algeciras, Huila. Una intervención que beneficiará a más de 24.000 habitantes y facilitará la movilidad y comercialización de productos agrícolas.

GEB plantea diez acciones para fortalecer la seguridad energética del país

El Grupo Energía Bogotá (GEB) entregó al nuevo Gobierno un documento con diez acciones prioritarias para el sector energético.

La propuesta del Grupo Energía de Bogotá plantea medidas de corto plazo y reformas estructurales para garantizar el abastecimiento de electricidad y gas natural, destrabar proyectos de infraestructura, corregir distorsiones regulatorias y fortalecer las instituciones del sector.

El documento identifica como principales desafíos la necesidad de incorporar nueva capacidad firme de generación, ampliar la infraestructura de gas natural, resolver la situación financiera del mercado eléctrico del Caribe, acelerar la construcción de líneas de transmisión y adaptar el sistema a una mayor participación de energías renovables.

Energía firme para los próximos años

Entre las propuestas, el GEB plantea implementar mecanismos expeditos para asignar Obligaciones de Energía en Firme (OEF) mediante subastas de reconfiguración, asignaciones administrativas e incentivos para la entrada anticipada de proyectos.

La empresa considera que estas medidas permitirían atender los déficits previstos entre los periodos 2026-2027 y 2029-2030. Además, propone desarrollar una reserva estratégica térmica de 730 megavatios para respaldar la creciente participación de fuentes renovables variables y garantizar potencia durante las horas de mayor demanda.

Más infraestructura para importar gas

El documento advierte que la reducción de la oferta nacional de gas natural hace necesario aumentar la capacidad de importación del combustible. Hay que señalar que a mediados de 2026 Colombia ya importaba la tercera parte del gas requerido.

Para ello propone acelerar la entrada en operación de una segunda planta de regasificación, desarrollar infraestructuras en La Guajira y el Pacífico, ampliar gasoductos estratégicos y habilitar la bidireccionalidad de varios tramos de la red nacional. Según el GEB, estas obras permitirían incorporar nuevas fuentes de suministro y fortalecer la confiabilidad.

Además, propone actualizar por un esquema de estampilla la metodología de remuneración del transporte de gas, lo cual, según la empresa, permitiría ahorrar cerca de $700.000 millones y ampliar la demanda en unos 39 GBTUD.

Ajustes al mercado de gas

En materia regulatoria, el Grupo Energía Bogotá plantea revisar el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural.

El documento sostiene que la concentración de la producción, dominada en más del 80 % por Ecopetrol y sus filiales, junto con la reducción de contratos de largo plazo, ha disminuido la competencia y aumentado la presión sobre los precios. De hecho, en los últimos dos años las tarifas del gas natural han aumentado entre un 200 y un 300 por ciento

Entre las propuestas figuran recuperar el mercado primario de largo plazo, flexibilizar el mercado secundario, eliminar restricciones a la integración vertical entre transportadores, distribuidores y comercializadores, y crear la figura del Gestor Técnico para coordinar la operación del sistema nacional de transporte de gas.

Solución para el mercado eléctrico del Caribe

Otro de los capítulos se concentra en la situación financiera del mercado eléctrico en la región Caribe.

El documento señala que Air-e atiende cerca de 1,2 millones de usuarios, de los cuales el 84 % pertenece a los estratos 1, 2 y 3. También indica que la empresa podría cerrar 2026 con necesidades de caja por $6,29 billones y que su deuda con agentes del sector supera los $2,5 billones.

Como respuesta, el GEB propone capitalizar el Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos, crear mecanismos regulatorios para reducir el riesgo sistémico y definir una solución estructural para el mercado intervenido, incluyendo esquemas especiales para reducir pérdidas y mejorar el recaudo.

Destrabar proyectos de transmisión

La infraestructura eléctrica ocupa otro lugar central en la propuesta. El documento señala que solo el 18 % de la potencia proyectada se ha incorporado en los últimos años, mientras el 55 % de los proyectos de transmisión presenta retrasos que, en algunos casos, alcanzan 13 años. Además, 143 proyectos de generación dependen de nuevas obras de transmisión para entrar en operación.

Para enfrentar esta situación, el GEB propone convocar de manera periódica la Comisión Intersectorial de Infraestructura y Proyectos Estratégicos (CIIPE), declarar de utilidad pública los proyectos prioritarios de expansión, flexibilizar algunos procedimientos ambientales y fortalecer la socialización de las obras en los territorios.

Renovables, subsidios e institucionalidad

El documento también propone acelerar la integración de fuentes renovables mediante una hoja de ruta nacional, crear mercados para recursos energéticos distribuidos, fortalecer la capacidad técnica de la UPME para evaluar solicitudes de conexión y depurar proyectos que mantienen ocupada capacidad de transporte sin avances reales.

En materia de subsidios, plantea implementar el Registro Universal de Ingresos, actualizar la estratificación socioeconómica, garantizar los recursos en el Presupuesto General de la Nación y condicionar los subsidios al nivel de consumo. Según el documento, los errores de focalización representan más de $3,4 billones anuales.

Finalmente, el GEB propone fortalecer la independencia técnica de la CREG, la UPME y XM, crear un órgano autónomo para resolver controversias regulatorias y actualizar las normas de gobierno corporativo para las empresas con participación estatal, con el fin de reducir la influencia de los ciclos políticos sobre la gestión empresarial.

Schneider Electric impulsa la infraestructura para la IA

La compañía fortalece su portafolio para centros de datos preparados para inteligencia artificial con soluciones de refrigeración líquida, respaldo energético y diseños de referencia desarrollados junto a NVIDIA.

El crecimiento acelerado de la inteligencia artificial está redefiniendo la infraestructura digital en todo el mundo. En respuesta a esta transformación, Schneider Electric, líder global en gestión de la energía y automatización, continúa fortaleciendo su portafolio de soluciones para centros de datos preparados para IA, con tecnologías que optimizan la eficiencia energética, la refrigeración y la resiliencia de las operaciones.

Entre las soluciones que hoy impulsan esta transformación se encuentra el diseño desarrollado conjuntamente con NVIDIA para AI Factories y centros de datos de nueva generación, optimizado para soportar clústeres de inteligencia artificial de alta densidad mediante arquitecturas avanzadas de refrigeración líquida.

Estas soluciones responden a uno de los principales desafíos que enfrenta actualmente la industria: desplegar infraestructura capaz de acompañar el crecimiento de la inteligencia artificial sin comprometer la eficiencia energética, la disponibilidad eléctrica ni los objetivos de sostenibilidad.

“Los compromisos que tiene Schneider Electric están enfocados en crear soluciones en centros de datos que sean integrales, sostenibles y ágiles, que puedan implementar tecnología de extremo a extremo”. Afirma Luis Santamaría, líder del área Cloud & Service Provider de Schneider Electric.

Las soluciones priorizan los siguientes componentes:

  • Estrategia energética para la era de la IA:

Apoya a las empresas para asegurar energía renovable que pueda optimizar la generación de energía con diversas fuentes, como la eólica, solar y el hidrógeno. A su vez, permite la generación de energía a través de AlphaStruxure, que garantiza velocidad de comercialización, fiabilidad, resiliencia y sostenibilidad de las fuentes de energía elegidas.

  • Soluciones avanzadas de infraestructura:

Schneider Electric ha desarrollado una cartera completa de sistemas de infraestructura de alta densidad y eficiencia energética para aquellos casos que requieran más de 100 kW por rack. Esto incluye componentes de infraestructura en centros de datos, como la red, el chip, el refrigerador, el software de monitoreo remoto y la gestión de energía impulsada por IA.

  • Eficiencia y sostenibilidad:

El negocio de consultoría de sostenibilidad de Schneider Electric ayuda a los clientes a superar los objetivos de descarbonización a través de estrategias de sostenibilidad a medida, evaluaciones de emisiones y programas de compromiso con los proveedores. Estos servicios de consultoría ofrecen a los clientes información basada en datos a través de su programa global EcoXpert, una red exclusiva de partners certificados que integran la electrificación, la automatización y la digitalización para ofrecer soluciones sostenibles.

A medida que la inteligencia artificial continúa expandiéndose hacia todos los sectores económicos, Schneider Electric mantiene su apuesta por desarrollar soluciones que integren energía, software, refrigeración líquida e infraestructura digital para construir centros de datos más eficientes, resilientes y preparados para responder a la creciente demanda computacional de la próxima década.

Relevo en cúpula de Ecopetrol coincide con denuncias sobre contratación

La petrolera estatal anunció la salida de Ricardo Roa, cambios en la Junta Directiva y relevos en dos vicepresidencias. Las decisiones se producen en medio de denuncias sobre presuntos vínculos entre integrantes de la junta y un grupo de contratistas.

A dos semanas de que termine el gobierno Petro, Ecopetrol inició una de las mayores reconfiguraciones de su dirección en los últimos años. En una sola jornada, la compañía confirmó la salida de su presidente, la renuncia de dos integrantes de la Junta Directiva, modificaciones en la alta gerencia y una nueva distribución de los comités del máximo órgano de gobierno corporativo.

Las decisiones coinciden con denuncias sobre presuntos vínculos entre miembros de la Junta Directiva y un grupo de contratistas conocido como «Los Catalanes», las cuales aún no han sido probadas y cuya investigación fue solicitada por la Red de Veedurías de Colombia.

La principal novedad corresponde a la presidencia de la empresa. Ecopetrol informó que Ricardo Roa Barragán regresará de su licencia el 27 de julio y permanecerá al frente de la compañía hasta el 30 de julio. A partir del 31 de julio, Juan Carlos Hurtado Parra, primer suplente del presidente, asumirá la dirección de manera encargada, como lo hizo durante la licencia de Roa, mientras la Junta Directiva desarrolla el proceso para seleccionar al nuevo presidente, conforme a la Política de Sucesión de la empresa.

Cambios en la Junta Directiva

La reorganización también alcanzó al máximo órgano de dirección de la compañía. Ángela María Robledo Gómez, quien ejercía la presidencia de la Junta Directiva, y Tatiana Roa Avendaño presentaron su renuncia, efectiva a partir del 31 de julio, por motivos personales. Ante estas salidas, la junta eligió como nuevo presidente a Luis Felipe Henao Cardona y como vicepresidente a Hildebrando Vélez Galeano.

Además, el órgano aprobó una nueva integración de sus comités de Auditoría y Riesgos, Negocios, Gobierno Corporativo y Sostenibilidad, Compensación, Nominación y Cultura, Transformación Territorial y HSE, y Tecnología e Innovación. La empresa señaló que la junta mantiene la capacidad para deliberar y adoptar decisiones mientras la Asamblea General de Accionistas define los reemplazos de los miembros salientes.

Hay que señalar que el presidente electo Abelardo de La Espriella, anunció que convocaría a una asamblea extraordinaria de Ecopetrol para novar a una nueva Junta Directiva y al Presidente de la compañía.  

Relevo en dos vicepresidencias

Los cambios también llegaron a la alta gerencia. Bayron Arley Triana Arias presentó su renuncia como vicepresidente Ejecutivo de Energías para la Transición, cargo que dejará el 31 de julio. En su reemplazo, de manera encargada, fue designado Ernesto Alfonso Gómez Cabarcas, actual gerente General de Refinería.

Por su parte, Victoria Irene Sepúlveda Ballesteros dejará la Vicepresidencia Corporativa de Talento Organizacional el 31 de agosto. Juan Pablo Amaya Ibáñez, gerente de Talento Organizacional de Hidrocarburos, asumirá el cargo de forma temporal mientras se realiza la designación definitiva.

Denuncias sobre contratación

Las decisiones se conocieron el mismo día en que la Red de Veedurías de Colombia solicitó investigar presuntos vínculos entre integrantes de la Junta Directiva de Ecopetrol y un grupo de contratistas identificado como «Los Catalanes».

El presidente de esa organización, Pablo Bustos, pidió a la Procuraduría, la Contraloría y la Fiscalía revisar posibles relaciones entre miembros de la junta y ese grupo empresarial, así como la adjudicación de contratos relacionados con proyectos estratégicos de Ecopetrol.

Según la denuncia, las autoridades deberían establecer si existieron beneficios indebidos en procesos contractuales recientes. Hasta el momento, esas afirmaciones corresponden a denuncias públicas y no existe una decisión de autoridad competente que las confirme.

De manera paralela, Caracol Radio informó que la discusión alrededor de un contrato de mantenimiento para las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, cuyo valor rondaría los US$700 millones y tendría una vigencia de diez años, habría generado diferencias entre integrantes de la dirección de la empresa durante las semanas previas a los anuncios.

Una transición para la próxima administración

La reorganización ocurre pocos días antes del cambio de Gobierno Nacional y deja abierta la definición de varios cargos estratégicos dentro de la principal empresa del país.

En las próximas semanas, la Asamblea General de Accionistas deberá completar la conformación de la Junta Directiva, mientras este órgano tendrá la responsabilidad de conducir el proceso para elegir al nuevo presidente de Ecopetrol. Entre tanto, la empresa mantendrá una estructura con varios cargos ocupados de manera interina, tanto en la presidencia como en dos vicepresidencias clave.

Mientras tanto, la Fiscalía General de la Nación hará en agosto la formulación de acusación por tráfico de influencias a Ricardo Roa.

Geopark entregó resultados operacionales del segundo trimestre de 2026

GeoPark Limited, compañía independiente líder en energía con más de 20 años de operaciones en América Latina, anunció su actualización operacional para el período de tres meses finalizado el 30 de junio de 2026. 

GeoPark registró un sólido desempeño operacional en el 2T2026, manteniendo niveles de producción estables mientras avanza en las actividades de desarrollo en sus principales activos en Colombia y acelera la ejecución en Vaca Muerta en Argentina.

Producción y Operaciones de Petróleo y Gas

  • Producción promedio consolidada de petróleo y gas en 2T2026 de 27.271 boepd, estable frente a los 27.249 boepd del 1T2026.
  • Ocho equipos en operación (4 de perforación y 4 de workover).
  • La actividad operacional se aceleró en el 2T2026, con 6 pozos perforados y completados en los bloques Llanos 34 y Llanos 123, y 5 pozos perforados en Vaca Muerta, actualmente en proceso de fracturación hidráulica.

El desempeño en Salud y Seguridad se mantuvo sólido en lo transcurrido del año, con cero lesiones con tiempo perdido y lesiones registrable totales.

Bloque Llanos 34: Producción promedio en el 2T2026 de 15.697 boepd netos (34.883 boepd brutos), frente a 15.734 boepd en 1T2026.

  • Los proyectos de inyección de agua continuaron entregando sólidos resultados en 2T2026, aportando 7.178 boepd brutos o el 20,6% de la producción total del bloque.
  • El proyecto de inyección de polímeros avanza según el plan, actualmente inyectando en cuatro patrones, con patrones adicionales previstos durante el 2S2026.
  • Continúan las mejoras en eficiencia de perforación: los últimos dos pozos verticales alcanzaron una milla de profundidad medida en menos de 24 horas.

Bloque CPO-5:

  • Producción promedio en 2T2026 de 6.132 boepd netos (20.440 boepd brutos), 0,4% superior al 1T2026, respaldada por el desempeño del campo Índico.
  • El pozo de desarrollo Perico-2 fue perforado durante el 2T2026, encontrando 24 pies de espesor neto productivo y confirmando el contacto agua-petróleo esperado.

Argentina:

  • Producción promedio en 2T2026 de 1.400 boepd brutos estable frente a 1.430 boepd en 1T2026.
  • Bloque Loma Jarillosa Este: durante el 2T2026, GeoPark completó la perforación en el Pad 1030, incluyendo tres nuevos pozos horizontales.
    • El tiempo promedio de perforación fue de 14,2 días por sección horizontal, con una longitud lateral promedio de 2.450 metros.
    • La campaña de fracturación hidráulica avanzó en los cinco pozos del Pad 1030, con 119 de 218 etapas completadas hacia finales de junio de 2026. Adicionalmente, se perforaron dos pozos verticales para disposición de agua y con fines de observación.
    • El Estudio de Impacto Ambiental de Loma Jarillosa Este fue aprobado durante junio de 2026.
  • Se suscribió un acuerdo a tres años con Helmerich & Payne para contar con un equipo de perforación dedicado, junto con los servicios de perforación asociados, para el desarrollo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Se espera el primer spud hacia finales del 4T2026.
  • Se suscribieron acuerdos con Pan American Energy S.L., Sucursal Argentina, para servicios de procesamiento y exportación de crudo, asegurando capacidad de evacuación para ciertos volúmenes de GeoPark provenientes de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. El acuerdo de exportación de crudo otorga acceso a las terminales de exportación de Puerto Rosales y Punta Colorada.
  • GeoPark y Gas y Petróleo del Neuquén presentaron su solicitud al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de Argentina para acelerar el desarrollo del hub de petróleo no convencional de GeoPark en Vaca Muerta, respaldando una inversión de más de USD 1.000 millones y con la meta de un crecimiento de producción de 1.500 a 20.000 boepd en los próximos tres años.

Bloque Llanos 123:

  • Producción promedio en 2T2026 de 3.171 boepd netos (6.342 boepd brutos), 1,7% superior al 1T2026 y 57,9% superior al 2T2025.
  • El pozo de desarrollo Currucutu-3 encontró 62 pies de espesor neto productivo en la Formación Barco y actualmente produce 910 bopd con un corte de agua de 19,7%.
  • Se completó el workover del pozo Currucutu-1 en el intervalo Mirador Inferior y actualmente produce 455 bopd con un corte de agua de 1%.

Putumayo:

  • Producción promedio en 2T2026 de 873 boepd en el bloque Platanillo (operado por GeoPark, participación del 100%), frente a 859 boepd en 1T2026.
  • El transporte a través del oleoducto OBA se reactivó a mediados de junio de 2026, después de que las entregas por esta ruta no se utilizaran desde comienzos de 2026 por medidas regulatorias en Ecuador.
  • GeoPark continúa produciendo en el campo mientras preserva flexibilidad para futuras decisiones de asignación de capital.

Próximos Catalizadores – 3T2026

  • Perforación de 6-7 pozos brutos en 3T2026 en Colombia y finalización de la fracturación hidráulica en Argentina.
  • Los proyectos clave incluyen:
    • Bloque Llanos 34: finalización del primer pozo horizontal hacia la Formación Gachetá y perforación de 3 pozos infill en el campo Tigana.
    • Bloque CPO-5: perforación de un pozo exploratorio y ejecución de una campaña de workover en el campo Índico.
    • Argentina: finalización de la fracturación hidráulica en cinco pozos de Vaca Muerta, seguida del arranque de producción.
    • Bloque Llanos 123: perforación de 1-2 pozos de desarrollo.

Finalmente, GeoPark anunció que publicará sus resultados financieros del segundo trimestre de 2026 el martes 3 de agosto de 2026, después del cierre del mercado.

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